数字储能网讯：智能微电网是实现源网荷储一体化的先进技术手段，是支撑新型电力系统构建的重要电网形态，在提升分布式新能源开发消纳水平、挖掘系统灵活调节能力方面发挥着重要作用。在“双碳”战略目标引领下，随着分布式能源和储能成本逐步下降、电力市场机制不断完善，智能微电网正迎来重要的发展机遇。然而，当前微电网仍然存在“概念认识不统一、建设应用待明确、要素配置难统筹、价格机制需完善”挑战。本文结合首个农村能源革命试点（兰考县）实际工作及智能微电网建设实践，分析智能微电网配置及运行原则，提出智能微电网健康有序发展相关建议。
一、智能微电网基本情况
国家以促进分布式新能源接入消纳为出发点，初步形成了智能微电网规划配置技术要求，支撑引导各地综合考虑区域新能源发展、负荷消纳、网架结构等因素，统筹布局、积极推进智能微电网试点示范，探索更加多元的消纳方式。
（一）智能微电网大体涵盖“两种类型、三类功能、四大场景”
按照与外部电网的连接方式，智能微电网大体可分为独立型和并网型。独立型智能微电网不与外部电网互联，可独立实现内部电能自发自用、功率平衡，主要解决“高、海、边、无”用电问题。并网型智能微电网通常与外部电网联网运行，且具备并离网切换与独立运行能力。根据经营主体与服务对象不同，又可分为电网企业主导型、第三方¹主导型和用户自用型。根据初步调研，全国智能微电网并网型占比约65%、独立型占比约35%。
按照建设目标及功能定位，智能微电网可分为新能源消纳型、末端保供型、能效提升型。新能源消纳型智能微电网，对内通过“源网荷储”一体化控制实现自律自治，对外作为独立可控单元参与市场化交易并接受电网调度，实现对新能源接入电网的有效缓冲，降低系统调节能力和备用容量需求。末端保供型智能微电网，在电网末端和延伸困难地区，就地集成“源网荷储”要素，具备电力供需自我平衡能力。能效提升型智能微电网，可兼顾提供冷、热等多种能源，实现多种能源形式的时空匹配融合，有效提高能源综合利用效率。
按照服务对象及应用场景，智能微电网主要分为村镇社区类、偏远地区类、工业园区类、商企建筑类，微电网示范项目占比分别为38%、27%、17%、16%，初步形成了有价值的建设路径参考。
表 智能微电网类型划分
（二）智能微电网与多类新型经营主体存在界面交叉和应用交融
电网企业主导型智能微电网是公共电网的一个管理和运行单元，第三方主导型是独立的市场经营主体、以项目整体与公共电网互联，用户自用型以用户身份接入公共电网。与增量配电网相比，若35千伏及以下增量配电网业主通过建设分布式新能源、储能等设施，整体具备自平衡、自调节能力后，相对于大电网而言可视为智能微电网。与源网荷储一体化相比，根据《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，在配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。与绿电直连项目相比，绿电直连项目未明确储能配置和调节能力要求，基本不具备离网运行能力，与智能微电网有本质区别。与虚拟电厂相比，虚拟电厂侧重需求侧资源组织模式创新，聚合对象为已有资源，没有固定物理边界，不改变聚合对象与大电网的物理连接方式，而智能微电网是源网荷储组成的小型供用电网络，强调物理层面的自平衡、自管理、自调节。
二、智能微电网配置及运行分析
智能微电网源荷类型多、时序差异大、机制不完善，导致源荷比例关系错综复杂、消纳模式和交互方式存在较大不确定性、建设运营经济性欠佳，结合河南兰考“一乡一村一台区”智能微电网群示范工程实践，探索破解“配置缺依据、运行缺指导、投资难回收”三大难题。
（一）要素合理配置是智能微电网建设的核心基础
智能微电网要素优化配置将从根本上影响其平衡能力、与外部电网交互特性以及成本收益情况，因此需要按照“以荷定源、源荷定储”原则，充分考虑源荷特性匹配，在满足技术经济性前提下合理配置智能微电网源储等要素规模。
面向差异化应用场景，智能微电网用户类型不同、负荷特性及源荷匹配特性呈现出较大差异，导致对新能源的接纳能力及对储能的需求水平不同。以兰考“一乡一村一台区”智能微电网群为例，某乡镇级微电网负荷类型以工商业和居民负荷为主，春秋季负荷较为平稳、夏冬季呈现明显晚高峰，年最大负荷利用小时数约3450小时。某村级微电网负荷类型以居民负荷为主，春秋季呈现“早晚双峰”、夏冬季呈现“午晚双峰”，年最大负荷利用小时数约2000小时。在满足自平衡能力²且兼具经济性的要求下，某乡镇级微电网源荷比³范围为1.4～4.8，其中光伏、风电配比范围集中分布在1:1～4:1，储源比⁴范围为0.13～1.5；某村级微电网源荷比范围为0.6～1.0，其中光伏、风电配比范围为2:1～4:1，储源比范围为0.4～0.67。
总体来看，一方面，工商业负荷与新能源的匹配度好于居民负荷，适当提升微电网内工商业负荷占比，有助于改善微电网对新能源的接纳能力。另一方面，通过适度配置储能、优化储能策略，可调节新能源出力特性、增加新能源配置规模，但过度配置储能将出现边际效应，对微电网自平衡能力提升作用呈现“先增后降”态势。
（二）系统自治平衡是智能微电网运行的关键约束
智能微电网自治平衡能力受调控策略因素影响，因此需要按照“就近消纳、自给自足”原则，制定多时间尺度运行调控策略，通过自管理、自调节，实现智能微电网与外部电网交换功率及交换电量位于自平衡能力合理区间。
季度层面，由于微电网内部电源以新能源为主，源荷供需特性存在明显的季节性差异，需充分考虑不同季节微电网运行交互特性，设定电力电量平衡约束目标。春秋季新能源大发时，可能出现连续多天新能源发电量远大于本地用电量、微电网向外部电网大量送电，需约束上送电量及上送功率在合理范围，实现新能源自供电比例最大化。夏冬季大负荷或极端天气（暴雨、暴雪等）下，新能源发电量不足、微电网从外部电网大量取电，需约束下送电量及下送功率在合理范围，实现新能源本地消纳率最大化。以某村级微电网为例，为满足“与外部电网年交换电量不超过年用电量50%”的国标要求，建议春季上送电量不超过总发电量的33%、新能源自供电比例大于85%，秋季上送电量不超过总发电量的15%、新能源自供电比例大于65%；夏季下送电量不超过总用电量的45%、新能源本地消纳率大于90%，冬季下送电量不超过总用电量的60%、新能源本地消纳率大于95%。
日度层面，遵循“需求响应提前计划、储能V2G实时调节、分布式光伏柔（刚）切保底”调节思路，充分调动可调资源能力。基于日前出力及负荷预测，开展需求响应邀约。基于日内实时预测，叠加需求响应能力后，实时调整储能充放电策略及V2G充放电约束。新能源大发时刻，若需求响应叠加储能仍无法满足交互功率约束，则对分布式光伏进行柔（刚）性调节。
（三）市场运行机制是智能微电网发展的重要保障
智能微电网市场运行机制是其可持续发展的根本保障，因此需要按照“分层分级、灵活互济”原则，考虑主配微纵向贯通、源网荷储横向协同，优化储能及可调资源布局，引导多元要素灵活互动，支撑破解“新能源就地消纳、微电网经济运行”难题。
以灵活互济的网架支撑自给自足消纳。高压一次主干网支撑能量的可靠传送，各网格通过源荷匹配就近消纳、互供互济。打造强简有序、布局合理的有源配电网一次网架，推动多个网格聚合成特性互补的网格自治群，最大程度实现网格内自治、网格间互济。以智慧可靠的系统支撑自给自足匹配。针对网格内中压馈线量测量不足的问题和新能源高渗透率下新元素调控、感知新要求，统筹“自平衡、自调节、自管理”发展需求，分别从最小化采集+数据推演、网格自治、智能微电网三个方面开展建设。以协同创新的机制支撑自给自足响应。以微电网和储能的合理规建补强电网薄弱区域，协同微电网群、分布式储能支撑区域电网的经济高效运行。河南省能监办出台《关于推进兰考县域可调节负荷资源参与电力调峰辅助服务市场交易试点的通知》，为可调负荷参与市场化交易提供了明确的交易模式和实施路径。成立全省首家县域负荷管理中心，制定负荷管理的运行机制，签约需求响应用户，发展负荷聚合商，2023年4月开展电力调峰辅助服务交易市场试运行，共同助推县域能源自给自足响应。
三、智能微电网发展相关建议
落实国家相关政策要求，坚持“政府推动、企业主动、电网互动”的原则，充分发挥各方能动性和优势，因地制宜，多措并举，推动智能微电网健康有序发展。
第一，深化政企联动，科学规划建设智能微电网。一是统一定位标准。强化落实国家相关标准要求，明确微电网的概念定义、范围界定和技术指标，进一步深化行业交流，加强宣传引导，推动社会各方达成统一认识。二是坚持统筹规划。将智能微电网纳入电网发展全局，强化智能微电网发展与各级能源、电力、电网发展规划的衔接，合理确定发展规模、建设布局与时序安排。三是规范投资建设。出台智能微电网项目投资建设管理办法，明确源网荷储各侧投资主体要求、核准（备案）手续、供电区域划分等内容，明晰项目内部电源、电网、储能与负荷同步建设、同步投产等要求。
第二，强化运行安全，确保智能微电网友好交互。一是挖掘资源互动潜力。加强智能微电网内部源网荷储各侧资源的统筹管理能力，挖掘调节互动潜力，提升自主调峰、自我调节水平，确保安全可靠运行。二是强化安全管控能力。明确智能微电网与配电网之间的安全责任界面，由运营主体制定运行维护规程、现场操作规程、事故预案及应急管理措施、停运检修计划等，并定期向电力调度机构报备。三是加强监督考核。组织建立智能微电网的监测、统计、信息交换和信息公开等体系，健全建设运行监督考核机制，加强对安全运行、公平承担社会责任等方面的考核评估。
第三，创新运行模式，服务智能微电网降本增效。一是推动新能源开发企业收益“反哺”，通过收益分成精准扶持。支持能源开发企业在微电网项目中，集中开发建设非自然人户用分布式光伏，采用全额上网模式获取收益。优化利益分成模式，在给予用户屋顶租金的基础上，给予用户上网售电收益分成。二是创新村企合作模式，通过合同能源管理方式“固定降价”。能源开发企业在微电网项目中，集中开发建设非自然人户用分布式光伏，采用“自发自用、余电上网”模式获取收益，通过配储等方式满足自发自用比例要求。由村集体代表用户与开发企业签署合同能源管理服务协议，约定项目用户自发自用电量部分电价。
第四，健全体制机制，促进智能微电网可持续发展。一是完善电价政策。推动完善微电网电价机制，自发自用电量应缴纳政策性电价交叉补贴、政府性基金及附加，合理制定系统备用费标准，足额补偿大电网服务项目的接网及备用成本，实现社会责任平等共担。二是优化电力市场机制。落实市场主体地位，由运营主体统一代理内部电源与用户参与交易，出台参与电能量市场、辅助服务市场的实施细则，明确主体资质、准入条件、交易规则等，畅通智能微电网收益渠道。三是健全成本疏导机制。建立智能微电网成本疏导机制，电网企业参与投资部分应全额纳入有效资产，通过输配电价予以疏导，确保智能微电网可持续建设运行。
1.除电网业主外的各类主体，包括电网公司产业单位、发电企业、专业运营商、分布式电源设备制造商及其他社会资本。
2.自平衡能力=（1-微电网与外部电网年交换电量/微电网年总用电量）×100%。
3.源荷比：新能源额定容量与最大负荷之比。
4.储源比：储能额定功率与新能源额定容量之比，储能按2小时系统考虑。
